Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Геолого-геофизическая характеристика 14
1.1.Общая характеристика района, геолого-геофизическая изученность 14
1.2.Тектоническое строение 18
1.2.1. Принципы классификации тектонических элементов 18
1.2.2. Схема тектонического строения района исследований 18
1.3.Стратиграфия 24
1.4.Нефтегазоносность 53
Глава 2. Характеристика фактического материала, методика интерпретации 62
2.1 Характеристика фактического материала 62
2.2 Сейсмостратиграфическая интерпретация
2.2.1 Сейсмогеологические мегакомплексы 67
2.2.2 Методика структурных и палеоструктурных построений 68
2.2.3 Принципы выделения и трассирования разрывных нарушений
2.2.4 Структурный и палеоструктурный (палеотектонический) ана
лиз 75
2.2.5 Сейсмофациальный, динамический анализ, математическое моделирование волновых полей 76
Глава 3. Структурная характеристика и история тектонического развития района исследований 83
3.1 Сейсмогеологическая характеристика разреза 83
3.2 Структурная характеристика района исследований 94
3.3 Палеоструктурный анализ, история тектонического развития 108
Глава 4. Геологическое строение и перспективы нефтега-зоносности келловей-волжских отложений 127
4.1. Схема строения келловей-волжских отложений 127
4.2. Критерии оценки качества коллекторов горизонта Ю1 141
4.3. Нефтегазоносность 152
Глава 5. Геологическое строение и перспективы нефтега-зоносности меловых отложений 157
5.1. Сейсмостратиграфическая характеристика неокомских отложе ний 158
5.2. Сравнительная характеристика Охтеурского и Криволуцкого валов 166
5.3. Перспективы нефтегазоносности неокомских отложений района исследований 171
Заключение 184
Литература 1
- Принципы классификации тектонических элементов
- Сейсмостратиграфическая интерпретация
- Структурная характеристика района исследований
- Критерии оценки качества коллекторов горизонта Ю1
Введение к работе
Актуальность, степень разработанности.
На северо-западе Томской области и в сопредельных районах ХМАО добыча нефти ведется на протяжении пяти десятилетий. За эти годы залежи наиболее крупных Советского, Северного и Вахского месторождений в значительной мере истощены и поддержание уровней добычи и воспроизводства минерально-сырьевой базы этого региона требует ввода в разработку новых месторождений и подготовки к бурению новых нефтегазоперспективных объектов.
Учитывая высокую степень изученности региона, особую актуальность приобретает совершенствование методов поиска, разведки и подготовки к эксплуатации небольших по запасам месторождений, связанных с незначительными по размерам, часто сложнопостроенными ловушками углеводородов.
В настоящее время методические приемы интерпретации сейсмических материалов с целью прогнозирования геологического разреза и картирования неантиклинальных ловушек разрабатываются специалистами различных научных организаций. В то же время предлагаемые методики не являются универсальными и общепризнанными, а разрабатываемые подходы, как правило, нацелены на построение геологических моделей локальных объектов.
Предложенные в работе методические приёмы построения
сейсмогеологических моделей и оценки качества коллекторов адаптированы к геологическому строению исследуемой территории и позволили осуществить построение детальных, отвечающих современной степени изученности моделей геологического строения нефтегазоперспективных осадочных комплексов.
Построенные в рамках проведенных исследований модели
геологического строения верхней юры и неокома, модели залежей углеводородов и неизученных бурением нефтегазоперспективных объектов, а также результаты оценки локализованных ресурсов углеводородов могут служить надежной основой для планирования геологоразведочного процесса с целью открытия новых месторождений, воспроизводства и наращивания минерально-сырьевой базы региона.
Разработанные в процессе проведенных исследований структурно-тектонические и сейсмогеологические критерии прогноза нефтегазоносности верхнеюрских и неокомских ловушек могут быть использованы в других, в том числе слабоизученных регионах Западной Сибири, имеющих сходное геологическое строение.
Цель исследования. С использованием классических и современных
методических приемов выполнить комплексную интерпретацию материалов
сейсморазведки, ГИС и глубокого бурения, разработать структурно-
тектонические и сейсмофациальные критерии прогнозирования
геологического разреза, построить сейсмогеологические модели и выполнить оценку перспектив нефтегазоносности верхней юры и неокома в зоне сочленения Александровского свода и Колтогорского мегапрогиба.
Научная задача. Выполнить структурно-тектонический анализ,
определить основные этапы формирования структур и разрывных нарушений,
оценить влияние пликативной и дизъюнктивной тектоники на
нефтегазоносность оксфордских и меловых резервуаров; разработать методические приёмы оценки качества коллекторов, построить детальные модели геологического строения верхней юры и неокома и оценить перспективы нефтегазоносности локальных поднятий на Александровском своде и в Колтогорском мегапрогибе.
Этапы исследований.
-
Создание интерпретационного сейсмического проекта и банка стратиграфических разбивок реперных горизонтов, анализ временных сейсмических разрезов, построение набора структурных карт и карт изопахит сейсмогеологических мегакомплексов.
-
Структурно-тектонический анализ: выделение антиклинальных нефтегазоперспективных объектов, восстановление мезозойско-кайнозойской истории тектонического развития исследуемой территории, определение основных этапов формирования структур различных порядков.
-
Анализ дизъюнктивной тектоники, выделение разломов с дифференциацией их по времени формирования и глубине проникновения, составление схем разрывных нарушений для различных осадочных комплексов.
-
Комплексный анализ материалов сейсморазведки, ГИС и петрофизических исследований, построение набора корреляционных схем, формирование банка детальных попластовых стратиграфических разбивок верхнеюрских отложений и эффективных толщин песчаных пластов горизонта Ю1.
-
Сейсмофациальный, динамический анализы, математическое моделирование волновых полей, разработка критериев прогнозирования геологического разреза и оценки качества коллекторов горизонта Ю1 васюганской свиты, построение детальной сейсмогеологической модели верхней юры.
-
Анализ сейсмических материалов и ГИС, построение корреляционных схем, создание базы стратиграфических разбивок неокомских отложений, стратификация и картирование внутринеокомских отражающих горизонтов, построение модели геологического строения неокомских отложений.
-
Комплексный анализ полученных материалов и результатов испытаний, разработка структурно-тектонических и сейсмогеологических
критериев нефтегазоносности пластов Ю11-2, Ю13-4 горизонта Ю1 васюганской свиты и неокомских песчаных резервуаров.
8. Построение моделей верхнеюрских и неокомских залежей углеводородов, оценка перспектив нефтегазоносности неизученных бурением объектов.
Защищаемые положения.
1. Формирование в рельефе кровли юры Колтогорского мегапрогиба и
Александровского свода – крупных структур I порядка, отвечающих областям
генерации и аккумуляции углеводородов, связано с кайнозойскими
тектоническими движениями; образование локальных положительных
структур III-IV порядков – ловушек для залежей углеводородов происходило,
главным образом, в берриас-барреме.
-
В Колтогорском и Александровском НГР коллекторские свойства песчаных пластов горизонта Ю1 определяются палеоструктурными и палеогеографическими условиями их формирования. Резервуары подугольной пачки распространены повсеместно; песчаные пласты-коллекторы надугольной пачки замещаются непроницаемыми алевролито-глинистыми разностями в направлении палеодепрессий и присводовых частей контрастных палеоподнятий.
-
В Александровском нефтегазоносном районе верхнеюрские залежи углеводородов связаны, главным образом, с песчаными пластами Ю11-2 надугольной пачки горизонта Ю1, контролируются антиклинальными структурами и осложнены зонами литологического замещения коллекторов. Песчаные пласты Ю13-4 продуктивны только в случае, когда толщина отложений, отделяющих их от нефтепроизводящих пород баженовской свиты, не превышает 20-25 м и залежи подугольного резервуара являются чисто структурными.
4. Наиболее перспективными для формирования многопластовых
залежей углеводородов в неокомских отложениях являются антиклинальные
структуры, осложнённые кайнозойскими проводящими разломами - каналами
для миграции углеводородов из нефтематеринских пород баженовской свиты
в нижнемеловые песчаные резервуары.
Фактический материал . В основу диссертации положены результаты исследований, полученные автором в процессе работ, выполнявшихся в ИНГГ СО РАН в рамках программ НИР СО РАН, проектов РФФИ, а также при реализации проектов, выполнявшихся по заказам Администрации Томской области, нефтяных и газовых компаний.
В работе проанализированы данные по 490 сейсмическим профилям МОГТ общей протяжённостью свыше 12 тыс. км, куб 3D сейсморазведки по Конторовичскому месторождению, данные сейсмокаротажных исследований и ВСП по 15 скважинам, материалы ГИС (геофизические исследования
скважин) и результаты испытаний по 179 скважинам, пробуренным в период с 1959 по 2013 гг.
Теоретические основы решения поставленной задачи, методы исследования.
Комплексная интерпретация геолого-геофизических материалов
базировалась на основных методических приёмах сейсмостратиграфического анализа, опубликованных в монографии «Сейсмическая стратиграфия» под редакцией П. Вейла, М. Митчема. На территории Западной Сибири сейсмостратиграфические подходы реализовывались и совершенствовались в работах Р.М. Бембеля, В.Б. Белозерова, Г.Н. Гогоненкова, А.Ф. Глебова, В.А. Конторовича, Н.Я. Кунина, О.М. Мкртчяна, А.А. Нежданова, Д.И. Рудницкой, В.С. Соседкова, Л.Л. Трусова, И.Л. Цибулина, А.Е. Шлезингера и др.
Анализ структурно-тектонических особенностей исследуемой
территории опирался на фундаментальные разработки российских геологов, опубликованные в работах В.В. Белоусова, Р.Г. Гарецкого, Ф.Г. Гурари, В.Д. Наливкина, М.Я. Рудкевича, В.С. Старосельцева, В.Е. Хаина, А.Л. Яншина и др.
Палеоструктурный (палеотектонический) анализ – анализ истории тектонического развития региона в мезозое и кайнозое был выполнен с использованием «метода мощностей», разработанного Н.С. Шатским, и в дальнейшем развивавшемся В.В. Белоусовым, Р.Г. Гарецким, В.Б. Нейманом, К.А. Машковичем, Н.Н. Форшем, В.Е. Хаиным, А.Л. Яншиным и др.
Интерпретация материалов ГИС выполнялась с использованием классических методических приёмов, опубликованных в работах В.А. Дахнова, С.С. Итенберга, В.С. Муромцева и др.
Основу оценки перспектив нефтегазоносности различных осадочных комплексов Александровского и Нюрольско-Колтогорского НГР составляла осадочно-миграционная теория нафтидогенеза и современные методы количественной оценки ресурсов нефти и газа, которые разрабатывались и совершенствовались в работах М.Д. Белонина, Л.М. Бурштейна, Н.И. Буялова, Н.Б. Вассоевича, В.С. Вышемирского, М.Ф. Двали, В.И. Демина, Г.Х. Дикенштейна, М.К. Калинко, А.Э. Конторовича, С.П. Максимова, В.Д. Наливкина, С.Г. Неручева, И.И. Нестерова, В.В. Семеновича, А.А. Трофимука, В.И. Шпильмана и др.
Научная новизна.
Комплексное обобщение геолого-геофизической информации по зоне сочленения Александровского свода и Колтогорского мегапрогиба с переинтерпретацией всех сейсморазведочных материалов МОГТ, полученных в 1979-2011 гг., и данных бурения за период с 1959 по 2013 гг. выполнено впервые.
Построен набор структурных карт и карт изопахит
сейсмогеологических мегакомплексов, а также детальные
сейсмогеологические модели верхней юры и неокома, отвечающие современной стадии изученности региона.
На современном информационном и технологическом уровне с использованием новейших научных разработок выполнен структурно-тектонический анализ, определены основные этапы формирования структур различных порядков, выделены разрывные нарушения и проанализирована связь дизъюнктивной и пликативной тектоники с нефтегазоносностью верхнеюрских и неокомских резервуаров.
Применительно к исследуемой территории впервые разработаны критерии нефтегазоносности песчаных пластов подугольной и надугольной пачек горизонта Ю1 и неокомских ловушек:
сделан вывод о том, что песчаные пласты Ю11-2 замещаются непроницаемыми разностями в направлении депрессионных зон и сводовых частей контрастных положительных структур, а регионально развитые пласты Ю13-4 могут представлять интерес в отношении нефтегазоносности только в зонах, где толщина отложений межугольной и надугольной пачек не превышает 20-25 м;
показано, что перспективы нефтегазоносности нижнего мела, в первую очередь, связаны с антиклинальными ловушками, получившими развитие в структурных планах внутринеокомских горизонтов и осложнёнными молодыми кайнозойскими разломами, секущими весь мезозойско-кайнозойский осадочный чехол.
Степень достоверности научных результатов обеспечивается:
квалифицированным применением современных методов интерпретации геолого-геофизических материалов, опирающихся на классические и новейшие методические приемы структурно-тектонического, палеотектонического, сейсмофациального анализа; использованием современных интерпретационно-обрабатывающих пакетов, комплексностью выполненных исследований;
большим объемом использованных фактических материалов, полученных за полувековую историю изучения исследуемого региона: временные сейсмические разрезы, материалы ГИС и глубокого бурения, результаты испытаний скважин, данные сейсмокаротажных исследований и вертикального сейсмического профилирования.
Теоретическая и практическая значимость, реализация работы.
Предложенные в диссертации методические приёмы выделения на временных разрезах, трассирования по площади и дифференциации по времени формирования разрывных нарушений могут быть применены при решении задач структурно-тектонического анализа в различных осадочных бассейнах.
Разработанные в процессе проведённых исследований критерии нефтегазоносности песчаных пластов горизонта Ю1 и неокомских резервуаров имеют региональное значение и могут быть использованы на территории всего Западно-Сибирского бассейна.
Методические приёмы прогнозирования геологического разреза
верхней юры и оценки качества коллекторов песчаных пластов горизонта Ю1,
основанные на комплексном анализе сейсмофаций, спектрально-
амплитудных характеристик сейсмической записи и двумерном
математическом моделировании волновых полей, могут быть использованы на территории Западно-Сибирской провинции, в зоне распространения васюганской свиты.
Модели залежей углеводородов Александровского НГР могут представлять интерес при пересчёте запасов и для создания проектов их доразведки и разработки.
Модели геологического строения верхней юры и неокома и выполненная оценка перспектив нефтегазоносности новых, неизученных бурением объектов могут служить основой для разработки программы нефтепоисковых геологоразведочных работ с целью открытия новых месторождений и воспроизводства минерально-сырьевой базы на северо-западе Томской области.
Апробация работы. Основные результаты проведённых исследований
освещены в 34 публикациях: 3 статьи в рецензируемых журналах,
рекомендованных ВАК, 9 статей в рецензируемых изданиях, 22 статьи в
сборниках материалов и тезисов конференций разного ранга:
Международный научный симпозиум имени академика М.А. Усова
«Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2007, 2008); IX Всероссийская
научная конференция студентов, аспирантов и молодых специалистов
«Геологи XXI века» (Саратов, 2008); Всероссийская научная конференция с
участием иностранных ученых «Фундамент, структуры обрамления Западно
Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их
геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности» (Тюмень, 2008);
SPE Российская нефтегазовая конференция и выставка – 2008 (Москва, 2008);
IV Сибирская международная конференция молодых ученых по наукам о
Земле (Новосибирск, 2008); VI Международный молодежный нефтегазовый
форум SPE (Алматы, Казахстан, 2009); II Международная научно-
практическая конференция молодых учёных и специалистов памяти
академика А.П. Карпинского (Санкт-Петербург, 2011); Международная
студенческая геологическая конференция 2013 (Брно, Чешская Республика,
2013); Международный научный конгресс «ГЕО-Сибирь» (Новосибирск,
2013, 2014, 2015); Всероссийская молодёжная научная конференция с
участием иностранных учёных «Трофимуковские чтения» (Новосибирск,
2007, 2008, 2011, 2013, 2015); 76-я ЕАГЕ Конференция и выставка 2014
(Амстердам, Нидерланды, 2014); Международная научно-практическая конференция «Геомодель» (Геленджик, 2014, 2015).
Структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и содержит список литературы из 100 наименований. Общий объём диссертации 200 страниц текста, включая 75 рисунков и 6 таблиц.
Принципы классификации тектонических элементов
Охтеурское и Вахское куполовидные поднятия имеют изометричную форму и несколько вытянуты в северо-северо-восточном направлении.
Если в пределах Охтеурского и Вахского куполовидных поднятий отложения юрского осадочного мегакомплекса представлены аален-волжской толщей пород, то на большей части Криволуцкого вала, отложения аалена и раннего байоса отсутствуют, а в его переклинальной части (Кондаковская, Чебачья площади) образования палеозоя перекрыты верхней юрой [Конторович и др., 2011, 2014].
На северо-западном склоне Александровского свода, осложненном серией разрывных нарушений, расположена полузамкнутая положительная структура -Западно-Александровский выступ. Выступ представляет собой террасу, осложняющую зону моноклинального погружения структурной поверхности в направлении Колтогорского мегапрогиба. Строение этого объекта практически полностью повторяет очертания Полуденного выступа, также входящего в состав Александровского свода и примыкающего с запада к Трайгородскому мезовалу [Конторович, 2002]. Условия формирования вышеупомянутых тектонических элементов также аналогичны и связаны с относительным воздыманием Александровского свода и его осевой части - Трайгородского мезовала, в постюрское время. В пределах полузамкнутой части с севера, запада и юга Полуденный и Западно-Александровский выступы ограничены, соответственно, изогипсами -2320, -2440 м, с востока – линиями резкой смены градиента структурной поверхности [Конторович и др., 2014].
К западу от Обь-Васюганской гряды расположена крупная надрифтовая депрессия — Колтогорский мегапрогиб.
Колтогорский мегапрогиб расположен в северной части Колтогорско-Нюрольского желоба – отрицательной надпорядковой структуры, вытянут в се 24 веро-северо-восточном направлении, имеет площадь 4760 км2, амплитуду 340 м и оконтурен на отметке -2660 м. Мегапрогиб имеет линейную форму и относительно простое строение. Центральная часть депрессии выделена в качестве самостоятельной структуры III порядка — Ильякского прогиба, контролируемого изогипсой -2800 м и имеющего площадь 1400 км2. Амплитуда прогиба составляет 200 м [Конторович, 2002]. В пределах Колтогорского мегапрогиба сейсмораз-ведочными работами МОГТ выявлено 12 локальных поднятий. К наиболее крупной, в пределах депрессии Грушевой структуре, расположенной в южной части мегапрогиба, приурочено одноименное нефтяное месторождение.
На севере Колтогорский мегапрогиб ограничен Дальнестрежевской седловиной, переходящей на севере в Северо-Колтогорский мезопрогиб и далее в Верхнеаганский мегапрогиб.
В рельефе кровли доюрского основания мегапрогиб имеет аналогичное строение и характеризуется следующими параметрами: площадь – 4600 км2, амплитуда – 560 м, оконтуривающая изогипса – -3200 м. Параметры Ильякского прогиба: площадь - 1700 км2, амплитуда - 360 м, оконтуривающая изогипса – -3400 м.
Выше было отмечено, что в качестве целевых объектов исследований в настоящей работе выступают верхняя юра и неоком. В то же время на этапе изучения структурных особенностей рассматриваемого района и при анализе истории тектонического развития и определении основных этапов формирования структур различных порядков рассматривались блоки доюрского основания и весь мезозойско-кайнозойский осадочный чехол. В настоящем разделе кратко приведена характеристика всего разреза. В качестве базовой информации для стратиграфической характеристики исследуемой территории использованы Решения межрегиональных стратиграфических комитетов [Решения…, 1993, 2004] и опубликованная в СО РАН серия монографий, вышедших под общим названи 25
ем «Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири» [Волкова и др., 2002; Елкин и др., 2001; Шурыгин и др., 2000].
На юго-востоке Западной Сибири осадочный разрез представлен образованиями доюрского основания и отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла.
Доюрское основание. На исследуемой территории фундамент представлен породами, различными по возрасту и составу (Рисунок 1.5).
На большей части Колтогорского мегапрогиба и в пределах Дальнестре-жевской мезоседловины отложения мезозойско-кайнозойского осадочного чехла залегают на эффузивно-осадочной толще, сформировавшейся в процессе ранне-триасового рифтогенеза. Аналогичные породы вскрыты скважинами в западных районах Александровского свода на Среднепроточной, Куль-Еганской, Александровской, Панковской, Горстовой, Южно-Охтеурской и Новонадеждинской площадях.
В центральной части Александровского свода получил развитие крупный гранитный батолит, над которым в рельефе мезозойско-кайнозойских отложений выделяется Криволуцкий вал – наиболее контрастная структура Александровского свода.
В юго-восточной части Александровского свода и в зоне его сочленения с Колтогорским мезопрогибом получили развитие, преимущественно, карбонатные породы, вскрытые скважинами Сутыгинская-1, Северо-Сутыгинская-2 и Полонская-1. Крупное поле карбонатных пород позднего девона - раннего карбона получило развитие к северо-востоку от Криволуцкого гранитного батолита, на Вахском куполовидном поднятии и к югу от него. На Обской, Пойменной, Полуденной, Назинской, Южно-Назинской площадях доюрское основание сложено терригенными породами. На Нижневартовском своде, расположенном к западу от Колтогорского мегапрогиба, палеозойские образования также представлены, главным образом, карбонатными и терригенными породами девона-карбона.
Сейсмостратиграфическая интерпретация
Структурный анализ - анализ морфологических особенностей различных структурных поверхностей с целью выделения и оценки параметров положительных и отрицательных структур различных порядков. В Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции отрицательные и положительные тектонические элементы I порядка отождествляются с крупными зонами нефтеобразования и нефтенакопления и более 90% всех запасов углеводородов сконцентрировано в антиклинальных ловушках, которые являются традиционными для этого региона нефтегазоперспективными объектами. В рамках проведенных исследований в рельефах всех мезозойских стратиграфических уровней выделены Колтогорский мегапрогиб и Александровский свод и детально проанализировано строение положительных структур II-IV порядков. В частности, в пределах Александровского свода в рельефе кровли юры выделен Трайгородский вал, осложненный Кри-волуцким, Охтеурским валами и Вахским куполовидным поднятием, и несколько десятков локальных поднятий, которые представляют собой потенциальные ловушки для залежей углеводородов.
Анализ истории тектонического развития исследуемой территоии осуществлялся с использованием «метода мощностей», разработанного Н.С.Шатским [Шатский, 1924] и впоследствии развивавшимся В.В.Белоусовым, Р.Г.Гарецким, В.Б.Нейманом, К.А.Машковичем, Н.Н.Форшем, В.Е.Хаиным, А.Л.Яншиным и др. [Белоусов, 1940; Гарецкий 1960; Машкович, 1976].
В рамках этого подхода предполагается, что мощность осадков накопившихся на разных этапах развития отражает направленность тектонических процессов - в зонах, испытывавших относительное погружение, накапливалось большее количество осадков, чем на участках, испытывавших тенденцию к относительному росту.
В работе рассмотрены карты изопахит юрского, волжско-аптского, апт-туронского и посттуронского мегакомплексов, а также карты изопахит берриас-аптского, берриас-туронского и постбериасского мегакомплексов, которые были использованы для анализа истории формирования структур различных порядков и восстановления динамики развития современной архитектуры рассматриваемого района.
Помимо карт изопахит, в рамках проведенных исследований была построена серия палеоразрезов по композитным сейсмическим профилям субширотного, субмеридионального направлений и в направлении запад – восток (Нижневартовский свод – Колтогорский мегапрогиб – Александровский свод).
Построение палеоразрезов осуществлялось в пакете W-Seis. С этой целью одному из реперных горизонтов присваивалось значение t0, равное константе, после чего временной разрез и остальные сейсмические горизонты, трансформировались с учетом разности времен наблюдения этого опорного горизонта и выбранной константы t0.
Анализ палеоразрезов, позволяет наглядно проиллюстрировать основные этапы формирования ключевых положительных и отрицательных структур различных порядков.
Пример современного временного разреза и палеоразрезов по региональному композитному профилю, проходящему через Колтогорский мегапрогиб и Александровский свод, приведен на рисунке 2.6.
Под сейсмофациальным анализом понимают выделение на разрезах определенных типов волновых полей (сейсмофаций), характеризующих осадочные толщи, формировавшиеся в различных фациальных условиях. Рисунок 2.6 – Композитный сейсмогеологический временной разрез и палеоразрезы, выровненные по отражающим горизонтам V, IV и III. Сейсмофации – группы сейсмических отражений, обладающие определенным набором таких параметров, как конфигурация, амплитуда, непрерывность, частота и т. д. [Сейсмическая стратиграфия, 1985].
Распределение различных параметров сейсмической записи может быть использовано при построении моделей геологического строения различных осадочных комплексов и при оценке фильтрационно-емкостных характеристик резервуаров. Для формирования набора сейсмических образов в работе использовалось двумерное математическое моделирование волновых полей [Гельфанд, 1977; Гогоненков и др. 1972; Демидович и др.1991; Конторович В.А. и др., 1995; Конторович В.А. 1992, 2002; Математическое моделирование…, 1985; Трапезникова и др.1982 и др.].
В рамках проведенных исследований математическое моделирование волновых полей было использовано при решении задач прогнозирования геологического разреза и оценки качества коллекторов верхней юры. С этой целью были построены литолого-акустические разрезы скважин (Рисунок 2.7), на базе анализа которых формировались генерализованные двумерные литолого-акустические модели келловей-волжских отложений и с использованием процедуры свертки рассчитывались синтетические волновые поля. Учитывая, что использованные в работе временные разрезы прошли процедуру минимально-фазовой деконволюции и несущая частота сейсмической записи в целевом интервале разреза составляет 30 Гц, при свертке элементарного сигнала с коэффициентами отражения был использован импульс Берлаге с частотой 30 Гц.
Выше было отмечено, что амплитудно-частотные характеристики сейсмической записи определяются перепадами акустических жесткостей на границах геологических тел. Изменение внутреннего строения сейсмогеологических комплексов приводит к перераспределению и изменению значений коэффициентов отражения, что отображается в распределении динамических характеристик волновых полей. [Бобровник, 1980; Карапузов и др., 1994; Конторович В.А., 1992; Трусов и др., 1980, 1982]. Динамический анализ – анализ изменения по площади амплитудных и частотных характеристик волновых полей.
Выше было отмечено, что на временных разрезах принципиальное изменение строения различных осадочных комплексов, как правило, сопровождается изменением рисунка сейсмической записи и динамических параметров волновых полей. В качестве примера на рисунках 2.8-2.9 приведены фрагменты временных разрезов, характеризующих верхнюю юру, по профилям, пересекающим Александровскую структуру. На разрезах четко фиксируется кардинальное изменение как характера сейсмической записи, так и динамических характеристик волнового поля. Комплексный анализ данных сейсморазведки и ГИС с привлечением синтетических трасс, рассчитанных с использованием математического моделирования позволил сделать вывод о том, что в данном случае изменение волнового поля связано с резким уменьшением толщины надугольной пачки горизонта Ю1 и васюганской свиты в целом.
Картирование подобных особенностей по площади, как с использованием визуального анализа, так и расчета амплитудно-энергетических и частотных характеристик сейсмической записи позволяет осуществлять решение прогнозных задач.
Структурная характеристика района исследований
Структуры достаточно контрастны, но характеризуются небольшими размерами. Амплитуды структур 25-35 м, площади не превышают 5 км2.
Еще далее на запад в относительно погруженной зоне расположено Анкин-ское поднятие, контролируемое изогипсой -2470 м. Площадь структуры в рельефе баженовской свиты составляет 7.1 км2, амплитуда - 15 м.
К югу от Южно-Чапаевской и Полуденной площадей находится ЮжноПолуденное поднятие. Структура имеет грушеобразную форму, оконтурена на отметке - 2270 м, имеет площадь 10.1 км2 и амплитуду 21 м.
Характеризуя ситуацию в целом, можно отметить, что на западном склоне Александровского свода, к западу от Охтеурского и Криволуцкого валов, входящих в состав Трайгородского мезовала, получили развитие 27 локальных поднятий, большинство из которых имеют незначительные размеры. Площади структур лежат в диапазоне 1.6 - 28.1 км2, в среднем составляя 14.4 км2. Диапазон амплитуд поднятий достаточно широк, и составляет 10-64 м.
Все локальные поднятия, выделенные в рельефе кровли юры, находят отражение и в структурном плане доюрского основания. При этом площади и очертания структур, как правило, меняются не существенно, а их амплитуды существенно возрастают.
Меловые горизонты. В рельефах меловых отражающих горизонтов строение Александровского свода, с одной стороны, принципиально не меняется, с другой, здесь имеет место ряд существенных отличий, свидетельствующих об особенностях формирования входящих в его состав тектонических элементов.
В структурных планах кошайской пачки и кузнецовской свиты Трайгород-ский мезовал продолжает существовать в качестве осевой части Александровского свода и при этом практически не меняет своих размеров и конфигурации. В рельефе кошайской пачки Трайгородский мезовал ограничен на отметке -1340 м, кузнецовской свитой на отметке -630 м.
На структурных картах по кровле кошайской пачки и кузнецовской свиты также отмечается региональное погружение территории относительно Трайго 106 родского мезовала, как в направлении Колтогорского мегапрогиба, так и на восток, в направлении прогиба, разделяющего Криволуцкий и Окуневский валы.
В то же время строение тектонических элементов, осложняющих Трайго-родский мезовал, и их относительное гипсометрическое положение становится принципиально иным. В структурных планах мезозойских горизонтов от нижних горизонтов к верхним четко прослеживается региональное погружение территории в южном направлении – отмечается тенденция роста северной части Трайго-родского мезовала, в первую очередь, Охтеурского куполовидного поднятия относительно южной. В рельефе доюрского основания Криволуцкий вал существенно воздымается над Охтеурским, в структурном плане баженовской свиты они расположены примерно на одном гипсометрическом уровне, в рельефах кровли неокома и сеномана Охтеурский вал существенно воздымается над Кри-волуцким.
В рельефе кошайской пачки Криволуцкий вал значительно теряет в размерах, и из его состава уходит северная часть, в пределах которой расположены Трайгородская и Таежная площади. При этом в южной и центральной частях структуры на Чебачьей и Кондаковской площадях продолжают существовать относительно контрастные изометричной формы купола. Аналогичным образом ведет себя и Вахское куполовидное поднятие.
В рельефе кровли сеномана Криволуцкого вала вообще не существует. Здесь выделяются две замкнутые структуры IV порядка. В то же время на севере Трайгородского мезовала формируется крупная изометричной формы замкнутая положительная структура, охватывающая Охтеурский вал, Вахское куполовидное поднятие и значительную часть территории, которая в рельефе кровли юры относилась к северной части Криволуцкого вала. При этом наиболее высокие отметки отмечаются в районе Охтеурского поднятия, которое четко фиксируется во всех мезозойско-кайнозойских горизонтах.
Такое изменение рельефов вверх по разрезу позволяет уже на этом этапе исследований сделать вывод о том, что Криволуцкий вал активно формировался в юрское и меловое время и впоследствии практически не развивался. Охтеур-ский вал, напротив, наиболее активно формировался в постсеноманское время.
Следует также отметить, что в меловых структурных поверхностях происходят принципиальные изменения на восточном склоне Александровского свода. Так, в частности, на месте Полуденного мезовыступа, в пределах которого в рельефе кровли юры были расположены террасы, осложненные Обским, Полуденным, Макарьевским и другими локальными поднятиями, в рельефе кузнецовской свиты выделяется крупная, вытянутая в северо-восточном направлении замкнутая положительная структура – Полуденный вал.
Что касается поднятий, которые в рельефе баженовской свиты были расположены в пределах Западно-Полуденного выступа, то большинство из них в рельефах меловых горизонтов оказываются в зоне крутого моноклинального склона и в качестве замкнутых положительных структур не выделяются. Исключение составляют Александровская и Даненберговская площади, где в меловых стратиграфических уровнях продолжают существовать небольшие купола.
Колтогорский мегапрогиб. Как было отмечено ранее, расположенный на западе исследуемой территории Колтогорский мегапрогиб, который представляет собой крупную линейную надрифтовую депрессию, разделяет Александровский и Нижневартовский своды. Западный борт Колтогорского мегапрогиба крутой, восточный более пологий и осложнен серией террас, к которым приурочены локальные поднятия. На восточном борту Колтогорского мегапрогиба, в зоне его сочленения с Александровским сводом выделяется Куль-Еганская структура.
Критерии оценки качества коллекторов горизонта Ю1
Неокомский комплекс является одним из наиболее перспективных в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В то же время, в юго-восточных районах Западной Сибири неокомские отложения по своему потенциалу существенно уступают верхней юре. В настоящее время в этом регионе месторождения нефти и газа в неокоме открыты на 15 площадях - Аленкинское, Григорьевское, Гураринское, Даненберговское, Соболиное, Конторовичское, Мыльджин-ское, Приграничное, Северное, Советско-Соснинское, Столбовое, Соконворское, Южно-Охтеурское, Фестивальное, Южно-Черемшанское. Из 15 месторождений 7 находится в Александровском нефтегазоносном районе, на исследуемой территории. Это - Северное, Даненберговское, Южно-Охтеурское, Конторовичское, Соконворское, Приграничное и Григорьевское месторождения. В настоящее время Приграничное и Григорьевское месторождения объединены в одно - Приграничное месторождение.
Анализ неокомских залежей углеводородов, открытых на юго-востоке Западной Сибири, позволяет отметить две эмпирически установленных закономерности [Конторович и др., 2009]: все неокомские залежи углеводородов контролируются положительными антиклинальными структурами; все антиклинальные структуры, контролирующие залежи углеводородов, осложнены разрывными нарушениями, секущими юру.
Для территории Западной Сибири антиклинальные структуры являются традиционными ловушками для залежей углеводородов, и в них сконцентрировано подавляющее большинство залежей нефти и газа. Что касается разломов, то их влияние определяется следующим. В южных и центральных районах Западной Сибири нефтепроизводящие породы баженовской свиты, перекрыты 200-250 метровой толщей глин куломзинской (мегионской) свиты. Выполненные в ИНГГ СО РАН геохимические исследования показали, что, несмотря на морской генезис, эта толща пород содержит незрелое терригенное органическое вещество и не в состоянии генерировать углеводороды. В то же время эта глинистая толща является классическим флюидоупором и препятствует миграции углеводородов из нефтепроизводящих пород баженовской свиты в нижнемеловые песчаные резервуары. В этом случае, именно разрывные нарушения, секущие юру, могут являться каналами для миграции и оказывать существенное влияние на формирование неокомских залежей нефти и газа [Гурари, 1966; Конторович и др., 1997; Конторович, 2002, 2011, 2014].
На исследуемой территории неокомский комплекс пород, представленный куломзинской, тарской, ванденской и алымской свитами, залегает между баже-новской свитой и кошайской пачкой алымской свиты. Баженовская свита выступает в качестве основной нефтепроизводящей формации для формирования залежей углеводородов в неокомском комплексе пород [Геология нефти…, 1975], кошайская пачка алымской свиты является региональным флюидоупором. В разрезе неокома выделяется больше двух десятков пластов групп А и Б, которые являются потенциальными резервуарами. Песчаные пласты разделены локально и зонально развитыми глинистыми пачками – флюидоупорами, способными контролировать залежи углеводородов. На временных сейсмических разрезах не-комский комплекс пород контролируется отражающим горизонтом Б в подошве и М – в кровле.
На территории Западно-Сибирской геосинеклизы строение неокомского комплекса пород определяется процессом интенсивного недокомпенсированного прогибания центральной части бассейна, имевшего место в волжском веке. Это обстоятельство предопределило тот факт, что нижняя часть неокомского комплекса имеет косослоистое клиноформное строение, верхняя – квазигоризонтальное. В соответствии с этим в разрезе неокома, как правило, выделяют кли-ноформный и шельфовый комплексы пород [Сейсмогеологический анализ…, 1987]. Четкая геологическая и сейсмическая граница, разделяющая клиноформ-ный и шельфовый комплексы, в разрезе отсутствует. Клиноформная часть неокома отображается на временных разрезах серией косослоистых отражающих горизонтов, последовательно приближающихся к горизонту Б. На большей части Западно-Сибирского бассейна и, в частности, на исследуемой территории неокомские отражающие горизонты наклонены в западном и северо-западном направлениях. Наиболее динамически выраженные и прослеживаемые на относительно больших расстояниях косослоистые отражающие горизонты формируются на пачках трансгрессивных глин, которые обладают аномально низкими скоростями распространения продольных сейсмических волн и контролируют региональные клиноформы.
В зоне шельфа отражающие горизонты, приуроченные к кровлям клино-форм, прослеживаются субпараллельно отражающему горизонту Б, при этом значения AT между этими горизонтами монотонно и незначительно уменьшается в направлении падения клиноформ. В области склона углы наклона отражающих горизонтов резко увеличиваются, а в глубоководной зоне вновь выполаживаются (Рисунок 5.1).
На исследуемой территории клиноформный комплекс представлен куломзинской и тарской свитами, датируемыми берриасом-ранним валанжином. Мощность этого комплекса, в составе которого выделены песчаные пласты Б4-Бі6-2о, в Кол-тогорском мегапрогибе и на Александровском своде составляет 400-450 м.
Ачимовские песчаные пласты Б16.20, формировавшиеся в глубоководной зоне залегают в 20-40 м над баженовской свитой, характеризуются низкими кол-лекторскими свойствами и отделены от шельфовых песчаных пластов 200-250 метровой толщей глин куломзинской свиты. Песчаные пласты Б4.7 тарской свиты формировались в шельфовой зоне и, несмотря на то, что они входят в состав клиноформного комплекса они, как правило, надежно прослеживаются в пределах локальных нефтегазоперспективных объектов.